Đặc điểm cấu trúc và tiềm năng dầu khí đối tượng Synrift bể Nam Côn Sơn

PETROVIETNAM<br /> <br /> <br /> <br /> <br /> Đặc‱₫iểm‱cấu‱trúc‱và‱tiềm‱năng‱dầu‱khí‱₫ối‱tượng‱<br /> Synrift‱bể‱Nam‱Côn‱Sơn<br /> ThS. Lê Văn Hiền, TS. Vũ Trụ, ThS. Nguyễn Văn Phòng<br /> KS. Nguyễn Thị Bích Hà, ThS. Nguyễn Thị Tuyết Lan<br /> Viện Dầu khí Việt Nam<br /> <br /> <br /> <br /> Giới thiệu<br /> <br /> Các thành tạo Synrift ở bể Nam Côn Sơn (tuổi Oligocen và Miocen sớm) là đối tượng tìm kiếm, thăm dò dầu khí<br /> chính nhưng chưa được nghiên cứu một cách chi tiết và tổng thể. Trong khuôn khổ bài viết này, nhóm tác giả đề cập<br /> một vài điểm mới về tiềm năng dầu khí và địa chất bể Nam Côn Sơn, đặc biệt là các thành tạo Synrift.<br /> <br /> <br /> <br /> 1. Sơ lược về địa tầng trầm tích bể Nam Côn Sơn (*) đối rộng rãi ở nhiều giếng khoan trong phần lớn các lô<br /> thuộc phía Tây - Tây Bắc và Nam - Tây Nam.<br /> Theo nghiên cứu thì bể Nam Côn Sơn được hình thành<br /> vào cuối thời kỳ Eocen và được xem như là hệ quả của quá Các thành tạo trầm tích Đệ tam phủ chồng gối trên<br /> trình tách giãn Biển Đông. Hầu hết các nhà nghiên cứu đều các đá phiến lục gồm phylit, đá phiến serixit, cát bột kết<br /> cho rằng ở bể Nam Côn Sơn có hai tầng cấu trúc chính là dạng quaczit hoặc đá trầm tích biến chất xen kẽ đá phun<br /> tầng cấu trúc dưới có tuổi trước Đệ tam và tầng cấu trúc trào núi lửa andesit, dacit, có nơi đạt chiều dày trên 10km<br /> trên là lớp phủ trầm tích Đệ tam (Hình 1)[1, 2, 3, 4, 5]. và được phân chia thành một số hệ tầng sau:<br /> <br /> Tầng cấu trúc dưới là tầng móng không đồng nhất có Hệ tầng Cau (tuổi Oligocen) lần đầu tiên được mô tả<br /> tuổi khác nhau, trong đó chủ yếu là đá trầm tích Mezozoi. chi tiết tại giếng khoan Dừa-1X (lô 12) từ độ sâu 3.680 -<br /> Đá móng granitoid tuổi trước Kainozoi đã phát hiện tương 4.038m. Mặt cắt đặc trưng của hệ tầng tại giếng này gồm<br /> chủ yếu là cát kết màu xám xen các lớp sét<br /> kết, bột kết mầu nâu. Cát kết thạch anh hạt<br /> thô đến mịn độ lựa chọn kém, xi măng sét,<br /> cacbonat. Bề dày chung của hệ tầng lên tới<br /> 360m và vắng mặt phần lớn trong các đới<br /> nâng cao. Trầm tích của hệ tầng Cau có thể<br /> phân thành 3 phần:<br /> + Phần dưới cùng chủ yếu là cát kết hạt<br /> mịn đến thô, đôi chỗ rất thô hoặc sạn kết, cát<br /> kết chứa cuội, sạn màu xám sáng, nâu hoặc<br /> nâu đỏ phân lớp dày hoặc dạng khối chứa<br /> các mảnh vụn tan.<br /> + Phần giữa thành phần mịn chiếm ưu<br /> thế gồm các tập sét phân lớp dày màu xám,<br /> cát kết hạt mịn đến thô khá giàu vôi và vật<br /> chất hữu cơ cùng các lớp sét tan.<br /> + Phần trên cùng gồm xen kẽ cát kết hạt<br /> Hình 1. Tổng quan lịch sử phát triển địa chất bể Nam Côn Sơn<br /> nhỏ đến trung màu xám.<br /> <br /> <br /> (*) Trong bài viết này, tên gọi các lô lấy theo hệ thống phân chia trước năm 2000<br /> <br /> DẦU KHÍ - SỐ 3/2012 17<br /> THĂM‱DÒ‱-‱KHAI‱THÁC‱DẦU‱KHÍ<br /> <br /> <br /> <br /> <br /> Hệ tầng Dừa (tuổi Miocen sớm) phát triển rộng rãi ở khu vực phía Tây, còn đới giữa - ngoài thềm ở khu vực<br /> trong vùng, chủ yếu là cát kết, bột kết màu xám sáng, xám phía Đông.<br /> lục xen kẽ với sét kết màu xám, xám đen đến xám xanh,<br /> Hệ tầng Biển Đông (tuổi Pliocen) nằm bất chỉnh<br /> các lớp sét chứa vôi, các lớp sét giàu vật chất hữu cơ có<br /> hợp lên trên hệ tầng Nam Côn Sơn phát triển rộng khắp<br /> chứa than và các lớp than mỏng, đôi khi có những lớp đá<br /> trên toàn khu vực và có bề dầy lớn, đặc biệt tại các lô<br /> vôi mỏng chứa nhiều hạt vụn hoặc đá vôi màu trắng xen<br /> phía Đông của bể (chiều dày > 1.500m). Hệ tầng chủ yếu<br /> kẽ trong hệ tầng [6, 7].<br /> gồm bởi sét/sét kết, sét vôi màu xám trắng, xám xanh<br /> Hệ tầng Thông - Mãng Cầu (tuổi Miocen giữa) chủ bở rời hoặc gắn kết yếu có chứa nhiều glauconit, pyrit<br /> yếu là trầm tích lục nguyên, vôi và nằm chỉnh hợp trên và phong phú các hóa đá biển. Các lớp đá sét, sét kết<br /> hệ tầng Dừa. Chúng phát triển mạnh về phía Bắc và phía có thành phần khá đồng nhất được thành tạo trong<br /> Tây - Tây Nam của bể và thường chứa nhiều glauconit, hóa môi trường biển nông đến biển sâu. Phần lớn đá sét chỉ<br /> đá động vật biển, đặc biệt là Foraminifera. Các thành tạo chứa một tỷ lệ rất nhỏ (thường không quá 10%) các hạt<br /> cacbonat phát triển rộng rãi tại các khu vực nâng cao ở có kích thước cỡ bột và cát. Tuy mức độ gắn kết của đá<br /> phần trung tâm bể, đặc biệt là tại các lô thuộc phần phía còn kém nhưng với bề dày các lớp sét rất lớn đặc biệt tại<br /> Đông bể, đá thường có màu trắng, trắng sữa, dạng khối các lô phía Đông phân bố khá ổn định trong toàn khu<br /> dày chứa phong phú san hô và các hóa đá động vật khác vực, với thành phần sét còn có mặt một lượng đáng kể<br /> và được thành tạo trong môi trường thềm, biển mở gồm khoáng vật montmorilonit có tính trương nở mạnh. Như<br /> các đá vôi ám tiêu và các lớp đá vôi dạng thềm phát triển vậy, các tập trầm tích hạt mịn thuộc hệ tầng Biển Đông<br /> tại các phần sườn thấp của các đới nâng, đôi khi gặp các được coi là tập chắn dầu và khí trung bình tới tốt mang<br /> lớp đá vôi dolomit xen kẽ [4, 5, 6]. tính chất toàn khu vực.<br /> Các đặc điểm trầm tích và cổ sinh của hệ tầng Biển<br /> Hệ tầng Nam Côn Sơn (tuổi Miocen muộn) chủ yếu là<br /> Đông cho thấy môi trường trầm tích là biển nông thềm<br /> cát kết hạt mịn, màu xám trắng xen kẽ các lớp bột kết, sét<br /> trong ở phần phía Tây, đến thềm ngoài chủ yếu ở phần<br /> kết giàu cacbonat và các lớp đá vôi, trong đá chứa nhiều<br /> phía Đông của bể liên quan đến đợt biển tiến Pliocen<br /> hóa thạch Foraminifera và có sự biến đổi thạch học mạnh<br /> trong toàn khu vực Biển Đông.<br /> mẽ giữa các khu vực khác nhau của bể. Ở rìa phía Bắc (Lô<br /> 10, 11) [5, 6] và phía Tây - Tây Nam (Lô 20, 21, 22, 28) đá 2. Đặc điểm cấu trúc<br /> của hệ tầng chủ yếu là trầm tích lục nguyên gồm sét kết,<br /> sét vôi màu xám lục đến xám xanh, gắn kết yếu cùng các Các bản đồ đẳng sâu bề mặt nóc móng âm học, nóc<br /> lớp cát bột kết chứa vôi đôi khi gặp một số thấu kính hoặc Oligocen, nóc Miocen dưới và nóc Miocen giữa được xây<br /> những lớp đá vôi mỏng chứa nhiều mảnh vụn lục nguyên dựng từ các bản đồ đẳng thời (phản xạ hai chiều/TWT)<br /> [5]. Đá cát kết ở đây hạt nhỏ đến trung gặp nhiều trong tương ứng theo phương trình Y = 0,0002x2 + 0,7217x + 15,<br /> các giếng khoan: GK 10-TM-1X, GK 11-1-CC-1X, GK 20-PH- trong đó Y là độ sâu x là thời gian truyền sóng (TWT).<br /> 1X, độ lựa chọn và mài tròn tốt, chứa hóa đá động vật biển + Nóc móng âm học có độ sâu thay đổi từ nông hơn<br /> và glauconit, đá được gắn kết trung bình chủ yếu bởi xi hơn 100m (ở đới phía Tây và đới nâng Côn Sơn) tới sâu<br /> măng cacbonat. Ở các lô phía trung tâm, khu vực giếng hơn 10km (ở trũng Trung tâm và đới phía Đông và khu vực<br /> khoan Dừa-1X, 12A-1X, Lô 04 mặt cắt lại gồm đá cacbonat lô 131 tới lô 136).<br /> và đá lục nguyên xen kẽ. Nhưng tại một số khu vực nâng<br /> + Bản đồ nóc Oligocen mang dấu ấn kế thừa các hoạt<br /> cao về phía Đông - Đông Nam (GK 05-TL-1X, GK 06-LD-1X)<br /> động đứt gãy từ móng âm học. Các thành tạo Oligocen<br /> đá cacbonat chiếm hầu hết trong mặt cắt của hệ tầng.<br /> lấp đầy các trũng địa phương gá áp lên móng ở vùng rìa<br /> Về thành phần, môi trường thành tạo và các đặc tính của bồn trũng và vắng mặt ở khu vực dải nâng Lô 28 - 29,<br /> khác của đá cacbonat hệ tầng Nam Côn Sơn là gần tương một phần Lô 10, 11 và 19, khu vực Lô 18, 19, và 22 cũng<br /> tự như đá cacbonat của hệ tầng Thông - Mãng Cầu. như khu vực mỏ Đại Hùng.<br /> Các đặc điểm trầm tích, cổ sinh… đều cho thấy các + Ranh giới nóc Miocen dưới được liên kết tin cậy từ<br /> thành tạo thuộc hệ tầng Nam Côn Sơn được hình thành các giếng khoan ở bể Nam Côn Sơn. Các thành tạo Miocen<br /> trong môi trường biển nông thuộc đới trong của thềm dưới nằm gá đáy lên Oligocen và móng ở phần phía Tây<br /> <br /> <br /> 18 DẦU KHÍ - SỐ 3/2012<br />  PETROVIETNAM<br /> <br /> <br /> <br /> <br /> của bể và nâng Côn Sơn. Trầm tích Miocen dưới vắng mặt 3. Tướng đá cổ địa lý trong giai đoạn Synrift<br /> ở khu vực móng nâng cao phía Tây, một phần Nâng Côn<br /> 3.1. Tướng địa chấn<br /> Sơn và khu vực các Lô 10, 11, 18 và 19. Một số đứt gãy vẫn<br /> còn tiếp tục hoạt động tới cuối Miocen sớm. Nhìn chung Các thành tạo Oligocen dưới là toàn bộ khối lượng<br /> cấu trúc của tầng nóc Miocen dưới đã đơn giản hơn nhiều trầm tích phân bố giữa bề mặt nóc móng âm học và đáy<br /> so với cấu trúc các tầng nằm dưới. Oligocen trên. Tập này tương ứng với phần dưới của hệ<br /> + Nóc Miocen giữa được liên kết từ các giếng khoan ở tầng Cau. Đây là trầm tích lấp đầy vào các địa hào, bán địa<br /> bể Nam Côn Sơn và có thể liên kết với ranh giới này ở bể Cửu hào và được hình thành sớm nhất trong khu vực bể Nam<br /> Long. Các thành tạo Miocen giữa phân bố rộng và chỉ vắng Côn Sơn. Tập địa chấn của lát cắt này thường có biên độ<br /> mặt trên diện tích nhỏ của Lô 10 và 11. Cấu trúc tầng nóc phản xạ yếu tới trung bình, dạng phản xạ tự do, tần số<br /> Miocen giữa đơn giản hơn nhiều so với các tầng nằm dưới. thấp. Những giếng khoan đã khoan vào phần trên của lát<br /> Chỉ khu vực phía Đông của bể ranh giới nóc Miocen giữa bị cắt này cho thấy có khá nhiều sét, nhưng ở phần dưới lát<br /> phức tạp bởi sự phát triển mạnh mẽ của đá vôi và ám tiêu cắt trầm tích thô hơn, nhìn chung lát cắt có xu thế mịn dần<br /> san hô. Còn ít đứt gãy hoạt động tới nóc Miocen giữa. lên phía trên.<br /> <br /> <br /> <br /> <br /> (b)<br /> (a)<br /> <br /> <br /> <br /> <br /> (c) (d)<br /> <br /> <br /> Hình 2. Bản đồ cấu tạo giản lược nóc tầng móng (a), nóc Oligocen (b), nóc Miocen dưới (c)<br /> và nóc Miocen giữa bể Nam Côn Sơn (d)<br /> <br /> <br /> DẦU KHÍ - SỐ 3/2012 19<br /> THĂM‱DÒ‱-‱KHAI‱THÁC‱DẦU‱KHÍ<br /> <br /> <br /> <br /> <br /> Các thành tạo Oligocen trên được giới hạn dưới bởi diện phân bố rộng hơn tập Miocen dưới, tập còn mở<br /> nóc Oligocen sớm và nóc Oligocen. Đây là tập địa chấn rộng sang cả bể Cửu Long. Tập Miocen giữa tương ứng<br /> khá dày có chỗ tới hơn 1s. Tập trầm tích này lấp đầy các địa với hệ tầng Thông - Mãng Cầu và biên độ phản xạ địa<br /> hào và bán địa hào trong khu vực bể Nam Côn Sơn nhưng chấn từ mạnh đến trung bình, độ liên tục tốt, tần số cao,<br /> có biên độ phản xạ từ trung bình tới mạnh, dạng phản xạ dạng phản xạ song song hay tỏa tia. Có thể chia tập này<br /> từ song song tới tỏa tia. Tập này tương ứng với lát cắt phần làm hai phụ tập:<br /> trên của tập Cau. Ở các trũng địa phương như trũng Hoa + Phụ tập dưới là các thành tạo lấp đầy các trung tâm<br /> Tím, trũng Trung tâm… các thành tạo này có tướng trầm sụt lún vào thời kỳ Miocen giữa (tập Thông) có biên độ<br /> tích thay đổi từ aluvial, fluvial tới đầm hồ hoặc từ aluvial, phản xạ địa chấn từ thấp đến trung bình, dạng phản xạ<br /> fluvial tới trầm tích ven bờ. Ở một số giếng khoan trong song song tới tỏa tia và có môi trường trầm đọng thay đổi<br /> khu vực bể Nam Côn Sơn tập này là tập sét dày có khả từ ven bờ đến châu thổ.<br /> năng sinh dầu và khí đã được kiểm chứng. Nhiều giếng<br /> + Phụ tập trên tương ứng với tập Mãng Cầu, chủ<br /> khoan trong bể Nam Côn Sơn đã phát hiện than trong lát<br /> yếu là bột xen với các lớp cát mỏng và đá vôi (tập biển<br /> cắt này.<br /> dừng), nhưng nhiều nơi trong bể ranh giới giữa phụ tập<br /> Các thành tạo Miocen dưới (Hình 3b) có thể chia ra dưới và phụ tập trên (giữa Thông và Mãng Cầu) rất khó<br /> làm 3 phần: xác định.<br /> + Phần dưới chủ yếu có dạng lấp đầy các địa hình cổ<br /> 3.2. Tướng đá cổ địa lý<br /> thấp của thời kỳ cuối Oligocen. Đây là tập trầm tích thô là<br /> tầng chứa có chất lượng từ trung bình đến tốt. Các kết quả nghiên cứu địa tầng, trầm tích và khoan...<br /> cho thấy hệ tầng Cau có tuổi Oligocen và là các thành<br /> + Phần giữa chủ yếu có biên độ phản xạ thay đổi<br /> tạo trầm tích chủ yếu được trầm đọng trong môi trường<br /> mạnh. Tập này có tướng trầm tích thay đổi nhanh.<br /> sông - châu thổ (fluvio-deltaic) và được phủ bởi các trầm<br /> + Phần trên có dạng phản xạ song song đến tỏa tia. tích đồng bằng ven hồ, đôi khi có than. Phần trên là sét tối<br /> Tập này có diện phân bố rộng tương ứng với thời kỳ biển mầu đôi khi xen với bột, cát và than; phần giữa là cát dạng<br /> tiến cuối Miocen dưới. Tập này được trầm tích trong môi khối xen các lớp sét và đôi khi có than; phần dưới là các<br /> trường biển hơn so với hai tập dưới và khả năng chắn lớp cát, bột, sét và than (Premier oil, reserves assessment<br /> cũng tốt hơn. report November, 2007).<br /> Tập Miocen giữa là phần khối lượng được giới hạn Do chịu ảnh hưởng của giãn đáy Biển Đông bể Nam<br /> dưới bởi nóc Miocen dưới và nóc Miocen giữa. Tập có Côn Sơn bị kéo toạc, tạo các trũng, các trung tâm tích tụ,<br /> <br /> <br /> <br /> <br /> (a) (b)<br /> Hình 3. Hình ảnh bản đồ đẳng dày trầm tích Oligocen (a) và trầm tích Miocen dưới (b)<br /> <br /> <br /> 20 DẦU KHÍ - SỐ 3/2012<br />  PETROVIETNAM<br /> <br /> <br /> <br /> <br /> đáng chú ý là hai trung tâm trầm tích chính của hệ tầng phía rìa các Lô 05 và phía Đông Lô 11 các thành tạo trầm<br /> Cau gồm trũng Trung tâm, trũng Bắc (nằm ở vùng Đông tích chủ yếu có tướng biển ven bờ và là nơi có tiềm năng<br /> Bắc bể) có hướng Đông Bắc - Tây Nam (hướng của tách phát triển đá vôi.<br /> giãn Biển Đông) và các trũng địa phương nhỏ (trũng Hoa<br /> 4. Kiến tạo bể Nam Côn Sơn<br /> Tím…). Trầm tích lấp đầy các trũng này thường có tướng<br /> thay đổi từ trầm tích lục địa (không biển) ở phần thấp của 4.1. Hệ thống đứt gãy<br /> các trũng đến tướng ven bờ và đầm hồ ở phần trên lát cắt<br /> Hệ thống đứt gãy phương Bắc - Nam chủ yếu tập trung<br /> Oligocen và phần trung tâm các trũng địa phương.<br /> trên đới phân dị phía Tây, phụ đới nâng cận Natuna. Các<br /> Các thành tạo Miocen sớm (hệ tầng Dừa) vừa có tiềm đứt gãy thuộc hệ thống này thường có chiều dài lớn, biên<br /> năng chứa, tiềm năng chắn và tiềm năng sinh. Phần dưới độ thay đổi trong khoảng vài trăm mét đến một nghìn<br /> tập Dừa sét chiếm ưu thế và thường được biết đến từ tầng mét, một số đứt gãy có biên độ đạt tới 2.000 - 4.000m. Dọc<br /> sét Dừa. Phủ trên tập sét này là tập trầm tích có biên độ các đứt gãy có tính khu vực thuộc hệ thống này phát triển<br /> phản xạ mạnh hơn (như đã trình bày ở phần trên), các kết các trũng sâu, hẹp ở cánh sụt và các dải cấu trúc vòm kề<br /> quả khoan cho thấy tập phủ trên là tập cát, sét xen kẽ. áp đứt gãy ở cánh nâng của các đứt gãy [4, 5, 6].<br /> Hình 2a cho thấy hướng chủ đạo của các trung tâm Hệ thống đứt gãy phương Đông Bắc - Tây Nam phân bố<br /> trầm tích này là hướng Bắc Nam. Từ các kết quả nghiên hạn hẹp chỉ tập trung trên phụ đới phân dị phía Bắc và<br /> cứu về tướng địa chấn có thể thấy rằng sang đầu Miocen, đới trũng Trung tâm, chúng đều là các đứt gãy có chiều<br /> hoạt động tách giãn Biển Đông kết hợp với chuyển động dài nhỏ hơn các đứt gãy của hệ thống Bắc - Nam. Đây là<br /> xoay theo chiều kim đồng hồ của khối Đông Dương cũng các đứt gãy có biên độ biến đổi lớn từ vài trăm mét đến<br /> như sự dịch chuyển về phía Nam của khối Borneo đã làm ba nghìn mét dọc theo phương kéo dài của đứt gãy. Ví<br /> cho hoạt động tách giãn ở thời<br /> đoạn này có xu thế chuyển dần<br /> tới gần Bắc Nam. Tướng trầm tích<br /> của tập này thay đổi từ lục nguyên<br /> ở phía Tây tới trầm tích gần bờ ở<br /> khu vực Lô 07, 11 và 12… sang<br /> trầm tích có tính biển hơn ở vùng<br /> trung tâm.<br /> Các thành tạo Miocen giữa<br /> (hệ tầng Thông - Mãng Cầu) có<br /> môi trường sườn lục địa, đôi chỗ<br /> là châu thổ. Trung tâm trầm tích<br /> chính nằm ở khu vực Lô 05 và<br /> phía Đông Lô 11. Với các kết quả<br /> nghiên cứu về tướng địa chấn có<br /> thể cho rằng tập Thông có tướng<br /> trầm tích sườn thềm ở khu vực Lô<br /> 05, phía Đông Lô 11 và có sự thay<br /> đổi dần sang tướng trầm tích gần<br /> bờ hơn ở phía Tây và vùng rìa bể.<br /> Các kết quả khoan cho thấy<br /> tướng trầm tích của “tập Mãng<br /> Hình 4. Sơ đồ phân vùng kiến tạo bể Nam Côn Sơn trên bản đồ cấu tạo nóc móng<br /> Cầu” chuyển sang biển nông với<br /> Đới trũng phía Đông: A1 - Trũng Trung tâm, A2 - Trũng Đông Bắc, A3 - Trũng Nam Dừa,<br /> sự phát triển của đá vôi, đây là tập A4 - Trũng Đông Nam, A5 - Đới nâng Mảng Cầu, A6 - Đới nâng Dừa, A7 - Đới nâng Tư Chính - Đá<br /> trầm tích biển dừng. Như vậy, ở Lát, A8 - Trũng Nam Biển Đông, B. Đới phân dị chuyển tiếp: B1 - Phụ đới phân dị phía Bắc, B2 -<br /> khu vực các đới nâng và khu vực Phụ đới cận Natuna, C. Đới phân dị phía Tây: C1 - Phụ đới rìa Tây, C2 - Phụ đới phân dị phía Tây<br /> <br /> <br /> DẦU KHÍ - SỐ 3/2012 21<br /> THĂM‱DÒ‱-‱KHAI‱THÁC‱DẦU‱KHÍ<br /> <br /> <br /> <br /> dụ ở phụ đới phân dị Bắc các biên độ đứt gãy thay đổi chất hữu cơ (VCHC) và được xem là tầng đá mẹ tương đối<br /> từ 1.000 - 3.000m, còn trong phụ đới trũng Bắc và vùng quan trọng ở bể Nam Côn Sơn. Đây là các thành tạo được<br /> giáp ranh với phụ đới phân dị Bắc từ 1.800 - 3.500m. Các lắng đọng trong môi trường lục địa và hỗn hợp giữa đầm<br /> đứt gãy này có mặt trượt đổ về phía Đông Nam, tạo sụt lầy và chuyển tiếp.<br /> bậc mạnh, từ đới nâng Côn Sơn qua phụ đới phân dị Bắc<br /> Các trầm tích hạt mịn có hàm lượng vất chất hữu cơ<br /> và về trung tâm phụ đới trũng Bắc. Dọc theo các đứt gãy<br /> ở mức trung bình (TOC hầu hết nhỏ hơn 1,0%), HI thấp<br /> này phát triển nhiều cấu trúc vòm, vòm kề đứt gãy kéo dài<br /> (không vượt quá 250mg/g), tiềm năng sinh rất thấp<br /> cùng phương. Theo nhiều nhà nghiên cứu thì hệ thống<br /> (1 - 3mg/g).<br /> đứt gãy Đông Bắc - Tây Nam có từ trước Oligocen và được<br /> phát triển tới cuối Miocen, thậm chí có một số còn phát Một số tập than và sét than được phát hiện ở các Lô<br /> triển tới tận Pliocen (ở khu vực Lô 04-1, 04-3). 04 cho thấy có tiềm năng sinh rất tốt (với TOC 20 - 50%, S2<br /> có nơi đạt 100mg/g và HI lớn hơn 300mg/g).<br /> Hệ thống đứt gãy phương Đông - Tây phát triển không<br /> phổ biến, phân bố không tập trung và thường có chiều dài 5.1.2. Đá mẹ Oligocen<br /> nhỏ, chúng có lịch sử phát triển sớm (từ trước Oligocen)<br /> Phần trên của lát cắt Oligocen tương đối giống Miocen<br /> nhưng hầu hết ngưng nghỉ trong Miocen sớm - giữa [2, 6].<br /> dưới về tính chất sinh dầu khí. Các tập sét than trong trầm<br /> Các đơn vị cấu trúc: Từ các phân tích về hình thái cấu tích Oligocen đã được phát hiện rải rác ở các Lô 05, 11, 12<br /> trúc, lịch sử phát triển địa chất, trầm tích… có thể chia bể và 20... và có TOC dao động trong khoảng 4,08 - 16,1%<br /> Nam Côn Sơn (đơn vị cấu trúc bậc 1) ra 3 đơn vị cấu trúc (trung bình 8,4); S2: 8,0 - 45,4mg/g (TB 19,4mg/g); HI:<br /> bậc 2 (A - Đới trũng phía Đông, B - Đới phân dị chuyển 199 - 282mgHC/gTOC (TB 216mg/g). Như vậy, đá mẹ<br /> tiếp và C - Đới phân dị phía Tây). Các đơn vị cấu trúc này lại thuộc phần trên mặt cắt Oligocen có thể đã được trầm<br /> được cấu tạo từ các cấu trúc bậc 3 (Hình 4). đọng trong môi trường fluvial và delta.<br /> 5. Hệ thống dầu khí bể Nam Côn Sơn Trong khi đó, ở phần dưới của lát cắt Oligocen, đá mẹ<br /> có thể mang tính đầm hồ. Điều đặc biệt này thể hiện qua<br /> 5.1. Đá mẹ<br /> các kết quả phân tích mẫu dầu khí đã được phát hiện,<br /> 5.1.1. Đá mẹ Miocen dưới cũng như các mẫu chiết từ đá.<br /> Các kết quả phân tích địa hóa [3, 5, 6, 8] ở bể Nam Côn Các kết quả phân tích mẫu cho thấy hàm lượng VCHC<br /> Sơn cho thấy trầm tích Miocen dưới tương đối giàu vật tập trung cao ở Lô 05, 12, 20, 22, nhưng giảm dần về phía<br /> Lô 11 và 04 và có xu thế<br /> giảm dần theo hướng Tây<br /> Nam - Đông Bắc [3, 5, 6, 8]:<br /> + Hàm lượng TOC<br /> cao nhất ở Lô 05: (trung<br /> bình 1,67%), thấp nhất ở<br /> Lô 11 (trung bình 0,6%).<br /> S2 trung bình thay đổi từ<br /> 0,75 - 4,67mg/g; HI trung<br /> bình thay đổi từ 191-<br /> 273mgHC/gTOC.<br /> + Hàm lượng VCHC<br /> thấp nhất được biết tại<br /> các Lô 11 và 04-3, đường<br /> đẳng giá trị TOC = 1%<br /> là đường giới hạn khả<br /> năng sinh hydrocarbon<br /> thuộc loại trung bình bao<br /> Hình 5. Kết quả phân tích nhiệt phân mẫu đá giếng khoan GK11.1-CPD-1X quanh khu vực này.<br /> <br /> 22 DẦU KHÍ - SỐ 3/2012<br />  PETROVIETNAM<br /> <br /> <br /> <br /> 5.2. Đặc điểm dầu, khí và condensat bể Nam Côn Sơn đá được gắn kết khá chặt bởi xi măng giàu cacbonat và<br /> khoáng vật sét kiểu cơ sở và lấp đầy.<br /> Về nguồn gốc, dầu ở bể Nam Côn Sơn gồm hai nhóm<br /> chính nhưng đều có xuất xứ từ vật chất hữu cơ lục nguyên Nếu lấy giá trị độ thấm là 1mD thì giá trị ngưỡng<br /> (terrigenous organic matter) trong đó một nhóm có liên tương ứng của độ rỗng đạt khoảng 12%.<br /> quan đến VCHC đầm hồ, nhóm còn lại - đá mẹ vùng delta. Theo kết quả phân tích tài liệu địa vật lý giếng khoan<br /> Trong nhiều văn liệu, các nhóm dầu và đá mẹ này được khu vực các Lô 04, 05 và 06, đá chứa có hàm lượng sét<br /> gọi là các “hệ thống dầu mỏ” và được định danh là hệ thay đổi từ 18 - 21%, trung bình khoảng 20%; độ rỗng<br /> thống đầm hồ (lacustrine system) và hệ thống bồi tích - hiệu dụng thay đổi từ 12 - 15%, trung bình khoảng<br /> delta (fluvio-deltaic system). 13%; độ bão hòa nước thay đổi từ 48 - 57%, trung bình<br /> Sự phân bố của dầu khí hai hệ thống này rất phức tạp. khoảng 52%.<br /> Đôi khi ở một mỏ quan sát thấy hai loại dầu khác nhau (Đại Ở đới phân dị phía Bắc kết quả phân tích tài liệu<br /> Hùng), thậm chí ngay trong một giếng khoan ở hai độ sâu ĐVLGK tại các giếng khoan thuộc lô 10 và 11 cho thấy đá<br /> khác nhau lại có các “họ” dầu khác nhau (GK Thanh Long chứa cát kết tại khu vực này có hàm lượng sét khá thấp,<br /> 2X). Trong hầu hết các trường hợp, dầu khí được phát hiện thay đổi từ 18 - 23%, trung bình đạt 20%; độ rỗng từ 14 -<br /> là kết quả sự pha trộn giữa hai loại nguồn gốc nói trên. 19%, trung bình khoảng 17%; độ bão hòa nước trung bình<br /> Từ các kết quả nghiên cứu dầu và condensat có thể khoảng 50%.<br /> khẳng định đá mẹ đầm hồ ở bể Nam Côn Sơn là rõ ràng, Ở đới phân dị phía Tây đá chứa cát kết chủ yếu có kích<br /> nhưng các kết quả phân tích mẫu đất đá các loại thì bức thước hạt từ trung bình đến thô, độ lựa chọn mài tròn từ<br /> tranh về đá mẹ đầm hồ chỉ lờ mờ, không rõ. Thực tế này trung bình đến tốt, hạt từ góc cạnh đến bán tròn cạnh.<br /> có thể là cho đến nay, vẫn chưa ở giếng khoan nào của Ngoài ra cũng thường gặp các tập cát kết chứa các thấu<br /> bể Nam Côn Sơn gặp một tập trầm tích đủ dày và đủ giàu kính sét hoặc là xen kẽ khá nhịp nhàng với các lớp sét, bột<br /> VCHC đầm hồ để khẳng định là đá mẹ tốt. kết mỏng. Đá phổ biến chứa khoáng vật glauconit, siderit.<br /> Cát kết đa phần thuộc loại felspat litharenit và litharenit.<br /> 5.2.1. Đá chứa<br /> Hàm lượng sét trung bình 22%. Độ rỗng trung bình 20%<br /> Ở khu vực bể Nam Côn Sơn, qua các kết quả minh giải và độ bão hòa nước khoảng 50%.<br /> tài liệu địa vật lý giếng khoan (ĐVLGK)<br /> và các tài liệu địa chất - địa vật lý khác<br /> [6, 9, 10, 11] cho thể thấy rằng đối<br /> tượng chứa dầu khí tầng synrift bao<br /> gồm đá cát kết có tuổi Miocen sớm và<br /> Oligocen. Trên cơ sở tổng các kết quả<br /> phân tích thạch học, tài liệu Mud log,<br /> ĐVLGK, MDT và DST… các loại đá chứa<br /> nói trên được nghiên cứu theo bốn khu<br /> vực chính (Hình 6).<br /> + Đới trũng phía Đông.<br /> + Đới phân dị chuyển tiếp phía Bắc.<br /> + Phụ đới cận Natuna.<br /> + Đới phân dị phía Tây.<br /> <br /> 5.2.2. Cát kết Miocen dưới<br /> <br /> Ở đới trũng phía Đông, cát kết<br /> phần lớn thuộc loại lithicarkos và<br /> feldspathic litharenite với thành phần<br /> chủ yếu là thạch anh, felspat và mảnh Hình 6. Sơ đồ phân vùng nghiên cứu đá chứa<br /> <br /> DẦU KHÍ - SỐ 3/2012 23<br /> THĂM‱DÒ‱-‱KHAI‱THÁC‱DẦU‱KHÍ<br /> <br /> <br /> <br /> <br /> c) (a) d) (b)<br /> <br /> <br /> <br /> <br /> (c) (d)<br /> Hình 7. Quan hệ giữa độ rỗng cát kết và chiều sâu bể Nam Côn Sơn<br /> <br /> Ở đới phân dị phía Nam, đá chứa cát kết Miocen 5.2.3. Cát kết Oligocen<br /> dưới có màu từ nâu đến nâu đỏ, xám lục. Độ lựa chọn<br /> Ở đới trũng phía Đông, đá chứa có hàm lượng sét thấp<br /> trung bình, hạt từ góc cạnh đến bán tròn cạnh. Độ hạt hơn so với đá chứa tuổi Miocen, trung bình khoảng 14%;<br /> từ mịn đến thô, phần lớn có kích thước trung bình. Cát độ rỗng giảm, thay đổi từ 11 - 15%, trung bình khoảng<br /> kết chủ yếu là feldspathic litharenit và litharenit. Kết 13%; độ bão hòa nước thấp, trung bình đạt 45%.<br /> quả phân tích cho thấy, đá chứa tại khu vực này thấp,<br /> Ở đới phân dị chuyển tiếp - đới phân dị phía Bắc, đá<br /> thay đổi từ 10 - 20%, trung bình khoảng 14%; độ rỗng từ chứa tuổi Oligocen có hàm lượng sét thấp, khoảng 16%;<br /> 15 - 19%, trung bình đạt 17%; độ bão hòa nước trung độ rỗng trung bình khoảng 15%; độ bão hòa nước trung<br /> bình, khoảng 50%. bình khoảng 48%.<br /> <br /> 24 DẦU KHÍ - SỐ 3/2012<br />  PETROVIETNAM<br /> <br /> <br /> <br /> Ở đới phân dị phía Tây, đá chứa có độ rỗng trung bình hữu cơ cũng như cấu - kiến trúc và các tính chắn không<br /> 17% và độ bão hòa nước là 53%. rõ ràng. Tương tự, các mẫu trong Miocen trên và trẻ hơn<br /> cũng cho kết quả không chắc chắn về tính chắn.<br /> Ở đới phân dị chuyển tiếp - phụ đới phân dị phía Nam<br /> đá chứa cát kết tuổi Oligocen thuộc đới phân dị phía Tây 6. Vài nét về mô hình địa hóa dầu khí<br /> có độ mài tròn, chọn lọc kém, hạt chủ yếu là góc cạnh,<br /> đôi chỗ bán tròn cạnh. Độ hạt từ mịn đến thô. Khoáng Mô hình địa hóa 2D đã khôi phục lại quá trình sinh, di<br /> vật chủ yếu là các mảnh vụn thạch anh (trung bình từ cư và tích tụ dầu khí, 4 tuyến địa chấn (S-14, n S-5, S-20 và<br /> 50 - 55%). Cát kết chủ yếu là feldspathic litharenit, đôi chỗ S21) được lựa chọn để chạy mô phỏng quá trình trưởng<br /> là litharenit hoặc lithicarkos. Hàm lượng feldspar biến đổi thành của đá mẹ và quá trình di thoát, di cư và nạp bẫy.<br /> từ 4 - 13%, trung bình từ 6 - 9%, trong đó K-feldspar chiếm Các giai đoạn gián đoạn trầm tích và bóc mòn được<br /> ưu thế hơn so với plagioclase. Các mảnh đá đạt trung xác định trên mặt cắt minh giải địa chấn.<br /> bình từ 20 - 25%, chủ yếu gồm các vụn núi lửa (rhyolite,<br /> Thành phần thạch học được xác định từ số liệu thực tế<br /> andesite) và biến chất (phyllite, schist và metaquartzite),<br /> (phân tích mẫu và địa vật lý giếng khoan).<br /> ngoài ra là các đá trầm tích hoặc granitoid.<br /> Các đứt gãy là yếu tố quan trọng trong kết quả mô<br /> Đá chứa có hàm lượng sét thấp, trung bình khoảng<br /> hình. Thời gian, độ kín, hở của các đứt gãy dự báo theo tài<br /> 13%. Độ rỗng trung bình 14% và độ bão hòa nước trung<br /> liệu địa vật lý và cho rằng 10m của vùng đứt gãy tương<br /> bình là 50%. Tại khu vực phía Đông, ta thấy nếu sử dụng<br /> đương 10mD.<br /> giá trị ngưỡng của độ rỗng là 10% thì ở khu vực này tới<br /> khoảng độ sâu 4.200m các vỉa cát kết vẫn còn có khả năng Hai “hệ thống” đá mẹ được đưa vào mô hình. Đá mẹ<br /> chứa dầu khí. Trong khi với các khu vực phụ đới phân lacustrine phân bố ở vùng có trầm tích Oligocen dày với<br /> dị phía Bắc, phía Tây và phía Nam, giá trị này lần lượt là ước chừng khoảng gần nửa chiều dày của Oligocen chứa<br /> 4.500m, 4.100m và 4.900m. đá mẹ đầm hồ, trong đó Oligocen “dưới”chứa khoảng 2%<br /> TOC và HI khoảng 600mgHC/gTOC.<br /> 5.3. Đá chắn<br /> Lịch sử địa nhiệt được tối ưu hóa trên cơ sở so sánh<br /> Ở bể Nam Côn Sơn, các tầng chắn chủ yếu mang tính các tham số thực trực tiếp như độ trưởng thành (%Ro,<br /> địa phương [5, 6, 9], khó có thể tồn<br /> Bảng 1. Kết quả mô hình địa hóa bể Nam Côn Sơn: độ sâu hiện tại của các ngưỡng trưởng thành<br /> tại một tầng chắn rộng lớn. Các tập<br /> sét địa phương hình thành riêng<br /> biệt trong các giai đoạn địa chất<br /> nhất định (thường gắn với giai đoạn<br /> transgression).<br /> Theo kết quả mới nhất trong<br /> nghiên cứu chung giữa Viện Dầu<br /> khí Việt Nam và Công ty Corelab<br /> (2009 - 2010), trong lát cắt trầm tích<br /> từ Oligocen đến Miocen trên có<br /> rải rác các tầng chắn địa phương.<br /> Kết quả phân tích hai mẫu “chắn<br /> tiềm năng” tuổi Oligocen (4.000m,<br /> 12W-HA-1X; 3.315m, 11.1-CH-1X)<br /> cho thấy hàm lượng sét nói chung<br /> thấp (< 27%) và các tính toán cho<br /> thấy đó là tầng chắn khí rất tốt và<br /> chắn dầu tốt (?). Sáu mẫu chắn<br /> ”tiềm năng” tuổi Miocen sớm ở các<br /> Lô 11.1, 11.2, 12, 20, 21 và PV94<br /> được phân tích đã cho kết quả rất<br /> khác nhau về tổng độ sét và cacbon<br /> <br /> DẦU KHÍ - SỐ 3/2012 25<br /> THĂM‱DÒ‱-‱KHAI‱THÁC‱DẦU‱KHÍ<br /> <br /> <br /> <br /> Bảng 2. Kết quả mô hình địa hóa bể Nam Côn Sơn: thời gian thành tạo hydrocarbon<br /> <br /> <br /> <br /> <br /> Tmax, nhiệt độ, GC, GCMS…). Qua quá trình tối ưu hóa này, 7. Kết luận<br /> không những nhiệt độ mà các tham số khác cũng được<br /> Đá mẹ “Lacustrine” phân bố như thế nào và việc dự<br /> xem xét, điều chỉnh (như thời gian và chiều dày bóc mòn).<br /> báo sự tồn tại của đá mẹ này vẫn là một thách thức với<br /> Kết quả nghiên cứu mô hình của các điểm mô nhiều nhà địa chất dầu khí, tuy nhiên một số vấn đề đã<br /> phỏng trên 4 tuyến mặt cắt hiện tại cho thấy độ sâu từng bước được sáng tỏ:<br /> vào ngưỡng trưởng thành (0,55%Ro) thay đổi từ<br /> 1.800 - 2.600m, pha chính tạo dầu (0,72%Ro) thay đổi + Bể trầm tích dầu khí Nam Côn Sơn là một bể Rift<br /> từ 2.400 - 3.300m vào pha tạo khí ẩm và condensat Đệ tam, quá trình phát sinh và phát triển liên của bể quan<br /> (1,3%Ro) từ 3.600 - 4.700m, pha tạo khí khô (> 2%Ro) mật thiết tới tiến trình tách giãn Biển Đông. Bể được giới<br /> điểm từ 4.600 - 6.400m. Trên cả 4 tuyến mặt cắt cho thấy hạn về phía Tây Bắc bởi dải nâng Côn Sơn, phía Nam -<br /> đá mẹ Oligocen có bể dày trầm tích lớn, phần lớn tập Đông Nam bởi đới nâng Natuna… Ở bể Nam Côn Sơn có 2<br /> đá mẹ này đã sinh dầu và khí, tại các trũng sâu là những pha tách giãn (rifting): pha thứ nhất xảy ra trong Oligocen<br /> vùng đá mẹ có khả năng sinh dầu và khí tốt nhất, phần (còn được xem là tuổi tạo bể), pha muộn có lẽ được bắt<br /> trên của đá mẹ Oligocen ở những vùng bị nâng lên bào đầu trong Miocen sớm, nhưng thời gian kết thúc của nó<br /> mòn quá trình sinh hữu cơ bị hạn chế. vẫn còn được tranh luận, chưa thống nhất.<br /> <br /> 26 DẦU KHÍ - SỐ 3/2012<br />  PETROVIETNAM<br /> <br /> <br /> <br /> + Các thành tạo mịn đồng tách giãn/Synrift là đối lô 19, 20, 21, 22, 28 và 29. Lưu trữ PVN (PAC).<br /> tượng quan trọng về tiềm năng dầu khí bể Nam Côn Sơn,<br /> 6. Nguyễn Trọng Tín và nnk, 2005. Đánh giá tiềm<br /> đặc biệt là tiềm năng sinh.<br /> năng và trữ lượng dầu khí bể trầm tích Nam Côn Sơn trên cơ<br /> + Có hai tầng đá mẹ chính: Đá mẹ Miocen dưới (sét, sở tài liệu đến 12/2003. Lưu trữ dầu khí.<br /> sét than và than) chứa vật liệu hữu cơ có nguồn gốc<br /> 7. Oolithica, Geoscience LTD, 2007. Dua blackbird:<br /> thực vật bậc cao trên cạn, có khả năng sinh khí là chủ<br /> Reservoir characterisation of the middle Dua formation,<br /> yếu (có xu hướng sinh sinh khí) nhưng chủ yếu đang<br /> block 12E, offshore Vietnam, incorporating sedimentology<br /> nằm trong pha tạo dầu nên có ý nghĩa rất ít trong việc<br /> and petrography of core 1-3 from 12E-CS-1X/ST1. Lưu trữ<br /> cung cấp sản phẩm cho quá trình nạp bẫy. Đá mẹ được<br /> PVN (PAC).<br /> dự báo và chứng minh qua sản phẩm dầu khí có tuổi<br /> Oligocen chứa vật liệu hữu cơ đầm hồ là chủ yếu, được 8. Trần Công Tào và nnk, 1997. Đánh giá địa hoá trầm<br /> hình thành trong giai đoạn đầu tạo rift, ở các vùng trũng tích Đệ tam bể Nam Côn Sơn. AGIP. Báo cáo địa chất của GK<br /> sâu dọc theo trục tách giãn Biển Đông cổ tầng đá mẹ có 04-А-1X (МC-1Х). 1979. Lưu trữ PVN (PAC).<br /> khả năng sinh dầu là chủ yếu, có liên quan đến các phát 9. BP exploration (Vietnam) LTD, 1999. Blocks: 05, 06,<br /> hiện dầu ở bể Nam Côn Sơn. Đá mẹ Oligocen ở các vùng 11, 12 regionnal clastic reservoir performance assessment.<br /> trũng sâu (Lô 04, 05...) bước vào pha tạo dầu rất sớm Lưu trữ PVN (PAC).<br /> (29MA), pha di cư dầu mỏ nguyên sinh xảy ra khoảng<br /> 10. BP Vietnam, 2004. Block 05.2 Regional exploration<br /> 15MA và hiện tại đang trong giai đoạn tạo khí khô. Do<br /> Report. Lưu trữ PVN (PAC).<br /> vậy, các cấu tạo triển vọng nằm trong vùng trũng sâu<br /> của móng có xác suất chứa khí rất cao, khó có khả năng 11. British Gas,1994. Báo cáo lô 04-1. Lưu trữ PVN (PAC).<br /> chứa dầu. Cho nên, khu vực rìa xa trũng trung tâm, đặc<br /> 12. Canadian petroluem Vietnam LTD, 1996. Final<br /> biệt là khu vực Lô 21 và 22 là các đối tượng nên được<br /> well report Seagull 12w-HA-1X. Lưu trữ PVN (PAC).<br /> quan tâm nghiên cứu.<br /> 13. Graham Pazdzierski, December 2006. Dua-4X:<br /> + Các đối tượng chứa chính ở bể Nam Côn Sơn bao<br /> Sedimentology and Petrography of cores 1 & 2 from the<br /> gồm các đá trầm tích từ Oligocen đến Miocen trên, đá<br /> middle Dua formation, Dua field, Block 12, offshore Vietnam.<br /> cacbonat Miocen giữa, đá móng.<br /> Premier Oil Vietnam offshore BV. Lưu trữ PVN (PAC).<br /> + Ở bể Nam Côn Sơn, các tầng chắn chủ yếu mang<br /> 14. Ichron Ltd, July, 2005. Chemostratigraphy of early<br /> tính địa phương, khó có thể tồn tại một tầng chắn<br /> Miocen sediments, Dua field, Vietnam. Lưu trữ PVN (PAC).<br /> rộng lớn. Các tập sét địa phương hình thành riêng biệt<br /> trong các giai đoạn địa chất nhất định (thường gắn với 15. LASMO, 1994. Báo cáo lô 04-2. Lưu trữ PVN (PAC).<br /> transgression). 16. Lê Đức Công và nnk, 2008. Minh giải tài liệu địa<br /> chấn 2D, đánh giá sơ bộ tiềm năng dầu khí khu vực Tư Chính<br /> Tài liệu tham khảo<br /> - Vũng Mây. Lưu trữ PVN (PAC.<br /> 1. Conoco Phillips, 2006, Exploration potential of<br /> 17. Ngo Xuan Vinh, Pham Xuan Kim, 1996.<br /> deepwater blocks 135/136 Nam Con Son basin - Vietnam.<br /> Petrographical analysis results of sidewall core plug samples<br /> Lưu trữ PVN (PAC).<br /> interval 1270 - 2281m, 2515 - 3578m from 12W-HA-1X Well.<br /> 2. Lee et al, 2001. Geologic Evolution of the Cuu Long Viện Dầu khí Việt Nam.<br /> and Nam Con Son basins, offshore Southern Vietnam, East<br /> 18. Nguyễn Văn Phòng và nnk., 2008. AVO forward<br /> Sea. AAPG Bulletin, V. 85, No. 6.<br /> modeling and regional analogue study of Dua and blackbird<br /> 3. Nguyễn Thị Dậu và nnk, 2000. Mô hình địa hoá bể fields. Lưu trữ PVN (PAC).<br /> Nam Côn Sơn. Lưu trữ dầu khí.<br /> 19. Premier Oil, June 2008. Black bird hydrocacarbon<br /> 4. Nguyễn Trọng Tín và nnk, 1995. Chính xác hoá cấu initially in place and reserves assessment report. Lưu trữ PVN<br /> trúc địa chất và trữ lượng dầu khí phần phía Đông bể Cửu (PAC).<br /> Long và Nam Côn. Lưu trữ dầu khí.<br /> 20. PVSC, 2000. Seismic data interpretation western<br /> 5. Nguyễn Trọng Tín và nnk, 1997. Nghiên cứu đánh part of blocks 133 & 134 Nam Con Son basin. Lưu trữ PVN<br /> giá tiềm năng dầu khí khu vực phía Tây bể Nam Côn Sơn các (PAC).<br /> <br /> DẦU KHÍ - SỐ 3/2012 27<br />